RAPPORT D ACTIVITÉ ET ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ANNUELS 2021

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RAPPORT D’ACTIVITÉ ET

ÉTATS FINANCIERS

CONSOLIDÉS ANNUELS 2021

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ENGIE - COMPTES CONSOLIDÉS 2021 3

SOMMAIRE

01 RAPPORT D’ACTIVITÉ

1 RÉSULTATS ENGIE 2021 ...7

2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT ... 23

3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET ... 26

4 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE ... 31

5 COMPTES SOCIAUX ... 32

02 ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

COMPTE DE RÉSULTAT ... 36

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ... 37

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ... 38

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES ... 40

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE ... 42

03 NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS

Note 1 RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D’ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ... ... 45

Note 2 RETRAITEMENT DE L’INFORMATION COMPARATIVE ... 51

Note 3 PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2021 ... 55

Note 4 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE ... 62

Note 5 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE ... 71

Note 6 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE ... 78

Note 7 INFORMATION SECTORIELLE ... 83

Note 8 VENTES ... 90

Note 9 CHARGES OPÉRATIONNELLES ... 94

Note 10 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES ... 96

Note 11 RÉSULTAT FINANCIER ... 99

Note 12 IMPÔTS ... 100

Note 13 RÉSULTAT PAR ACTION ... 105

Note 14 GOODWILL ... 106

Note 15 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ... 114

Note 16 IMMOBILISATIONS CORPORELLES ... 118

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Note 17 INSTRUMENTS FINANCIERS ... 122

Note 18 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS ... 141

Note 19 ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES ... 161

Note 20 PROVISIONS ... 165

Note 21 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L’EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME ... 175

Note 22 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS ... 184

Note 23 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES ... 186

Note 24 RÉMUNÉRATION DES DIRIGEANTS ... 188

Note 25 BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, STOCKS, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS ... 189

Note 26 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES ... 191

Note 27 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE ... 197

Note 28 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX ... 198

Note 29 INFORMATIONS RELATIVES À L’EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES ... 199

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01 RAPPORT D’ACTIVITÉ

1 RÉSULTATS ENGIE 2021 ...7

2 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT ... 23

3 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET ... 26

4 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE ... 31

5 COMPTES SOCIAUX ... 32

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1 RÉSULTATS ENGIE 2021

Les états financiers précédemment publiés et présentés ci-après ont été retraités afin de présenter dans les comptes au 31 décembre 2020 (pour le compte de résultat, les états du résultat global et de flux de trésorerie) les activités d’EQUANS (cf. Note 5 «Principales variations de périmètre») en tant qu’activités non poursuivies dans la mesure où elles représentent une ligne d’activité principale et distincte au sens de la norme IFRS 5 – Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées. Le passage de l’information publiée à l’information comparative retraitée est présenté dans la Note 2 «Retraitement de l’information comparative» des notes aux comptes consolidés.

Résultats financiers ENGIE au 31 décembre 2021

Progrès significatifs dans la mise en œuvre de la stratégie annoncée Très bonne performance en 2021, dans le haut de la fourchette des prévisions

Croissance des résultats attendue sur le moyen terme

Faits marquants

• Poursuite des investissements de croissance, en particulier dans les Renouvelables, avec 3 GW mis en service, portant la capacité totale installée à plus de 34 GW

• Cession d’EQUANS en bonne voie, finalisation attendue au S2 2022, comme annoncé

• Progrès importants dans la simplification du Groupe avec 9,2 milliards d’euros de cessions engagées ou finalisées

• Taux de disponibilité des actifs nucléaires en Belgique élevé, à 92%

• Nouvelles avancées sur la sortie du charbon avec la cession de Jorge Lacerda au Brésil et la fermeture de Tejo au Portugal

• Nouvelle organisation du Groupe en place, fondée sur l’alignement et la discipline avec 4 GBUs, responsables de leur P&L

Performance financière

• Haut de la fourchette de guidance ⁽¹⁾ 2021 atteint, avec un RNRpg «total» de 3,2 milliards d’euros (EQUANS inclus)

• RNRpg des activités poursuivies à 2,9 milliards d’euros, croissance significative de l’EBIT, en hausse organique de 4 % à 6,1 milliards d’euros, bénéficiant d’un environnement de prix favorable et de la performance opérationnelle

• Un niveau de liquidités et un bilan solides permettant de s’adapter au nouvel environnement du marché des commodités, avec un impact des appels de marge sur le CFFO

• Proposition d’un dividende 2021 de 0,85€ par action

• Guidance 2022-2024 annoncée, avec un RNRpg 2024 attendu entre 3,3-3,5 milliards d’euros

(1) Les principales hypothèses de la guidance 2021 revue à la hausse en novembre 2021 sont : prix de commodités aux conditions de marchés du 29/10/2021 ; taux de change moyens pour 2021 : €/$ : 1,20 et €/BRL : 6,28 ; jusqu'à 0,1 Md€ d'effet dilutif sur l’EBIT provenant des cessions survenues en 2021 ; pas de détérioration majeure des restrictions liées à la Covid telles qu’expérimentées au cours des neuf premiers mois 2021 ; pas d’impact P&L relatif au gel des tarifs régulés du gaz en France ; taux récurrent effectif d’imposition de 27 % ; température moyenne en France pour Q4 2021 ; absence de changement substantiel de réglementation ou de l’environnement macro-économique ; absence de changement comptable significatif au sein du Groupe ; absence de traitement comptable en « activités non poursuivies ».

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1.1 Chiffres-clés au 31 décembre 2021

En milliards d'euros 31 déc. 2021 31 déc. 2020

Variation brute en %

Variation organique

en %

Chiffre d'affaires 57,9 44,3 +30,6% +33,1%

EBITDA 10,6 8,9 +18,6% +21,9%

EBIT 6,1 4,5 +36,8% +42,2%

Résultat net récurrent des activités poursuivis, part du Groupe 2,9 1,7 +69,7%

Résultat net récurrent, part du Groupe 3,2 1,7 +85,4%

Résultat net, part du Groupe 3,7 (1,5) ‐ ‐

CAPEX ⁽¹⁾ 8,0 7,5 +6,0% ‐

Cash Flow From Operations (CFFO) ⁽²⁾ 6,3 6,6 -5,3% ‐

Endettement financier net ⁽³⁾ 25,3 22,5 2,9 par rapport au 31 déc. 2020

Dette nette économique 38,3 37,4 0,9 par rapport au 31 déc. 2020

Dette nette économique / EBITDA 3,6x 4,2x -0,6x

(1) Net des produits de cession dans le cadre du schéma DBSO (Develop, Build, Share & Operate) et du schéma de tax equity.

(2) Cash Flow From Operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance et financement des provisions nucléaires.

(3) La dette financière nette exclut la dette interne relative à EQUANS (0,4 milliards d’euros)

1.2 Perspectives et guidance 2022-2024

Les objectifs pour les exercices comptables clos les 31 décembre 2022, 2023 et 2024 présentés ci-dessous sont basés sur des données, hypothèses et estimations considérées comme raisonnables par le Groupe à la date de publication de ce document.

Ces données et hypothèses peuvent évoluer ou être modifiées en raison d’incertitudes liées à l’environnement financier, comptable, concurrentiel, réglementaire et fiscal ou d’autres facteurs dont le Groupe n’a pas connaissance à la date d’enregistrement de ce document. De plus, la réalisation des prévisions nécessite le succès de la stratégie du Groupe.

Par conséquent, le Groupe ne s’engage ni ne donne de garanties quant à la réalisation des prévisions énoncées dans la présente section.

Les objectifs présentés ci-dessous et hypothèses sous-jacentes ont également été établies conformément aux dispositions du Règlement délégué (UE) no 2019/980, complément du règlement (UE) no 2017/1129, et aux recommandations de l'ESMA sur les prévisions.

Ces objectifs résultent des processus budgétaires et de plan à moyen terme décrit dans la Note 14 des états financiers consolidés ; ils ont été établis sur une base comparable aux informations financières historiques et conformément aux méthodes comptables appliquées aux états financiers consolidés du Groupe pour l'exercice clos le 31 décembre 2021 décrites dans les états financiers consolidés.

1.2.1. Hypothèses

• stratégie : confirmation et renforcement de l'ambition du Groupe ENGIE de compter parmi les leaders de la transition énergétique et climatique. Le Groupe s’attachera à l’achèvement des revues stratégiques en cours afin de créer davantage de valeur et d’allouer efficacement son capital au profit de la croissance, en particulier dans les Renouvelables, les Infrastructures et les activités Asset-based dans les Solutions Clients;

• conditions sanitaires : Absence de confinement majeur dû à la Covid.

• taux de change : taux annuels moyens

- €/$ : 1,14 pour 2022, 1,16 pour 2023 et 1,18 pour 2024 - €/BRL : 6,38 sur la période 2022-24 ;

• tarifs régulés dans les Infrastructures France :

− distribution, transport et stockage : tarifs publiés par la CRE en janvier 2020,

− regazéification : tarifs publiés par la CRE en janvier 2021 ;

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• tarifs régulés pour le gaz naturel et l’électricité en France : Répercussion complète des coûts d’approvisionnement sur les tarifs de la fourniture d’énergie BtoC en France ;

• productions hydraulique, éolienne et solaire moyennes ;

• nucléaire :

- début de la sortie du nucléaire belge avec la fermeture de Doel 3 en octobre 2022 et celle de Tihange 2 en février 2023 ,

- disponibilité des centrales nucléaires en Belgique : environ 90% en 2022, 88% en 2023 et 95% en 2024 - sur base de la disponibilité des réacteurs telle que publiée sur REMIT au 01/01/2022, hors arrêts définitifs (88

%/60 %/53 % en prenant pour hypothèse une disponibilité de 0% pour les réacteurs devant être définitivement arrêtés conformément à la loi en Belgique) ;

• volumes et prix couverts pour la production électrique : - 80% à 60 €/MWh pour 2022,

- 64% à 55 €/MWh pour 2023, - 32% à 57 €/MWh pour 2024 ;

• prix des matières premières :

prix des commodités sur les conditions de marché moyennes observées sur le 2^nd semestre 2021 :

en €/MWh 2022 2023 2024

Power Base BE 118 79 67

Power Base FR 132 84 71

CSS Peak / Base NL 20 / (1) 10 / (4) 9 / (3)

CSS Peak / Base BE 18 / (4) 12 / (5) 12 / (3)

CSS Peak / Base IT 22 / (10) 15 / 6 15 / 5

CSS Peak / Base FR 50 / 10 24 / (1) 21 / 0

Gas TTF 48 29 22

CO2 63 64 65

• climat : conditions climatiques normalisées en France (distribution de gaz naturel et approvisionnement d’énergie + production hydroélectrique normalisée) ;

• résultat financier net récurrent : de 1,4 – 1,6 milliard d’euros sur 2022-2024 ;

• taux effectif d’impôt récurrent: 21-23% pour 2022, 20-22 % pour 2023, 22-24% pour 2024 ;

• taux d'actualisation des provisions pour avantages postérieurs à l’emploi : basé sur les conditions du marché au 31 décembre 2021, tel que décrit dans la Note 21 des états financiers consolidés ;

• pas de changement comptable significatif par rapport à 2021 ;

• pas de changements réglementaires et macro-économiques majeurs par rapport à 2021.

1.2.2. Guidance 2022-2024

Les progrès réalisés dans le cadre du plan stratégique à horizon 2023 présenté l’année dernière posent les bases solides qui permettront à ENGIE d’atteindre son objectif de neutralité carbone tout en continuant à croître sur le long terme.

À horizon 2024, le Groupe prévoit une croissance de ses résultats principalement portée par les investissements dans les Renouvelables et par l’amélioration des performances d’Energy Solutions, ainsi qu’une contribution résiliente des Infrastructures. Cette croissance devrait notamment reposer sur une amélioration significative de la productivité. Cette combinaison de facteurs porteurs devrait plus que compenser la baisse des résultats du Nucléaire en Belgique consécutive à l’arrêt des centrales d’ici 2025, et générer une croissance progressive des résultats et des dividendes.

Hypothèses de prix des commodités en Europe retenues dans la guidance pour les volumes merchant non couverts : Compte tenu de la forte volatilité des prix des commodités en Europe, ENGIE a modifié les hypothèses de prix à terme retenues dans sa guidance. Ces hypothèses de prix concernent majoritairement la partie des volumes merchant non couverts de la production nucléaire en Belgique et en France, ainsi que de la production hydroélectrique en France. Les hypothèses de prix retenues pour la guidance 2022-2024 telle que présentée dans ce document sont basées sur la moyenne des prix à terme en Europe du second semestre 2021. Pour les exercices précédents, les prix retenus pour la guidance étaient les prix à terme en Europe du dernier jour de l’année civile précédente.

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Ainsi, entre 2022 et 2024, ENGIE prévoit :

En milliards d’euros Résultats 2022 Résultats 2023 Résultats 2024

EBITDA 10,7 - 11,1 10,9 - 11,3 11,3 - 11,7

EBIT 6,1 - 6,5 6,2 - 6,6 6,4 - 6,8

Guidance RNRpg 3,1 - 3,3 3,2 - 3,4 3,3 - 3,5

ENGIE continue de viser une notation de crédit «strong investment grade» et un ratio de dette nette économique sur EBITDA inférieur ou égal à 4,0x.

A titre indicatif, si les prix à terme au 31 décembre 2021 pour les volumes non couverts avaient été retenus comme par le passé, cela aurait conduit arithmétiquement à une contribution additionnelle au niveau du RNRpg de +0,6 milliard d’euros en 2022, +0,4 milliard d’euros en 2023 et +0,2 milliard d’euros en 2024.

1.2.3. Présentation des principaux objectifs

Le Groupe a fixé des objectifs clairs pour chacune de ses activités principales.

Pour les Renouvelables, l’ambition d’ENGIE est d’atteindre 50 GW de capacité installée à 100 % d’ici 2025 et 80 GW d’ici 2030. Ces objectifs reposent sur un pipeline réaliste et en croissance.

Pour les Infrastructures, la base d’actifs régulés en France devrait enregistrer une croissance d’environ 1,5% par an sur la période 2021-2024 et les Infrastructures à l’international participeront également à la croissance du Groupe.

Energy Solutions bénéficie d’un pipeline, en croissance également, de 14 milliards d’euros.

CAPEX

ENGIE confirme son objectif de 15-16 milliards d’euros de Capex de croissance entre 2021 et 2023 et prévoit d’investir environ 5 milliards d’euros principalement dans les mêmes activités clés en 2024.

Les Capex de maintenance devraient être maintenus à environ 2,5 milliards d’euros par an en moyenne jusqu’en 2024, tout en diminuant au fil du temps.

Performance

L’objectif de 0,6 milliard d’euros de contribution nette du plan de performance sur l’EBIT est confirmé pour la période 2021-2023. L’excellence opérationnelle devrait contribuer pour environ 0,25 milliard d’euros, l’optimisation des fonctions support pour environ 0,20 milliard d’euros et la réduction des activités déficitaires pour environ 0,15 milliard d’euros. Cette dynamique de performance se poursuivra en 2024, les actions d’amélioration continue devant y contribuer de manière équivalente aux années 2022 et 2023.

Cessions

L’indication 2021-2023 a été relevée à au moins 11 milliards d’euros d’impact sur la dette financière nette, contre 9-10 milliards d’euros annoncés précédemment.

ENGIE est bien avancé avec déjà environ 9,2 milliards d’euros de cessions signées ou finalisées. Pour 2024, les cessions devraient diminuer de manière significative avec une gestion et une rotation de portefeuille plus limitées.

Evolution de l’EBIT

ENGIE prévoit une croissance de l’EBIT sur l'ensemble de la période, principalement portée par les investissements (environ +1,0 milliard d'euros) et la performance (environ +0,7 milliard d'euros). Ces éléments positifs ne seront que partiellement compensé par les effets de périmètre (environ -0,3 milliard d'euros) et d'autres effets, tels que les volumes, les prix ou les taux de change, pour un effet global d'environ -0,7 à -1,1 milliard d'euros.

Le taux de croissance annuel moyen de l’EBIT entre 2021 et 2024 devrait atteindre 5-6% pour ENGIE hors nucléaire et 1,5-3,5% pour ENGIE dans son ensemble (y compris le nucléaire).

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Principaux facteurs de l’évolution de l’EBIT 2022 par activités

Facteurs d’évolution attendus pour l’EBIT 2022

Renouvelables

Croissance portée par les capacités nouvellement mises en service, des prix captés plus élevés, le retournement de l’impact de la vague de froid au Texas, partiellement compensés par le retournement de l’effet positif des compensations liées à la décision « GFOM »

Infrastructures En France, retournement de l’effet positif des températures en 2021 et baisse (lissée) de la rémunération de la BAR, partiellement compensés par la croissance en Amérique latine

Energy Solutions Amélioration de la performance opérationnelle, partiellement compensée par la normalisation des températures

Thermique Normalisation de la forte performance 2021 en Europe et sortie du charbon, compensée par une contribution plus élevée au Chili

Fourniture d’énergie Résultats sous pression en raison de la normalisation des températures et du contexte de prix élevés des commodités

Nucléaire Prix captés plus élevés, compensés par des volumes en baisse (arrêt du premier réacteur en Belgique en octobre 2022) et une taxe nucléaire belge plus élevée.

Principaux facteurs de l’évolution de l’EBIT entre 2021 et 2024 par activités

Facteurs d’évolution attendus pour l’EBIT 2022 EBIT 2024 estimé Renouvelables Contribution des investissements, hausse des prix, partiellement

compensées par le retournement des one-offs positifs de 2021 + + + + Infrastructures

Baisse de la rémunération de la BAR en France, normalisation des températures, partiellement compensées par la contribution des investissements

-

Energy Solutions Contribution des investissements et amélioration de la contribution

d'EVBox + +

Thermique Dilution, augmentation des spreads, baisse des services ancillaires

et augmentation de la disponibilité du portefeuille d’actifs -

Fourniture d’énergie Normalisation des températures, amélioration de la marge, croissance des services BtoC et du portefeuille de clients en électricité.

+ Nucléaire Baisse des volumes (fermeture progressive des actifs),

partiellement compensée par la hausse des prix captés, - -

Chaque signe « + » correspond à une augmentation de 200 millions d’euros, chaque signe « - » correspond à une diminution de 200 millions d’euros.

1.3 Politique de dividende réaffirmée et proposition d’un dividende de 0,85€ par action pour 2021

ENGIE s’attache à proposer un dividende croissant et pérenne à ses actionnaires.

Le Conseil d’Administration a ainsi réaffirmé la politique de dividende du Groupe visant à distribuer 65 à 75% du résultat net récurrent part du Groupe, et incluant un dividende plancher de 0,65 € par action pour la période allant de 2021 à 2023.

Pour 2021, le Conseil d’Administration a ainsi proposé de distribuer 66% du résultat net récurrent part du Groupe, soit un dividende de 0,85€ par action. Cette proposition sera soumise à l’approbation des actionnaires lors de l’Assemblée Générale du 21 avril 2022.

1.4 Avancées stratégiques qui posent les fondations d’une réussite à long-terme

En 2021, ENGIE a atteint ses objectifs dans un contexte énergétique inédit, principalement en tirant parti de la force de son modèle intégré. Grâce à des niveaux de disponibilité élevés des actifs, le Groupe a pu utiliser ses capacités de production flexibles dans un marché tendu. Le bon équilibre des positions contractuelles et des activités, ainsi qu’une liquidité et un bilan solides, ont également permis de gérer de manière efficace et dynamique toutes les expositions, au bénéfice du Groupe et de ses clients.

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Poursuite de la croissance en 2021 : accélération dans les Renouvelables et Energy Solutions et développement des Infrastructures à l’international

En 2021, ENGIE a poursuivi sa croissance.

Entre 2019 et 2021, le Groupe a mis en service 9 GW de capacités renouvelables, et ce en dépit des tensions accrues sur les chaînes d’approvisionnement observées partout dans le monde tout au long de l’année. La capacité installée totale de Renouvelables du Groupe est désormais supérieure à 34 GW. ENGIE est en ordre de marche pour accélérer ses ajouts annuels de capacité, qui seront désormais de 4 GW en moyenne par an d’ici 2025, pour atteindre 50 GW de capacité renouvelable installée (à 100 %) à cet horizon. Pour soutenir son ambition, ENGIE peut compter sur un pipeline solide d’environ 66 GW de projets identifiés.

Après une période d’incertitude liée à la pandémie, 2021 a été marquée par la reprise du développement commercial au sein d’Energy Solutions. En décembre 2021, la Ville de Paris a choisi ENGIE et son partenaire, le groupe RATP, pour gérer son réseau de froid en renouvelant la concession pour une durée de 20 ans.

Enfin, en ce qui concerne les Infrastructures à l’international, le début de l’exploitation commerciale de Gralha Azul et les premiers tests de mise sous tension de Novo Estado, les deux lignes de transmission électrique construites par ENGIE au Brésil, constituent des réalisations significatives pour le Groupe.

Avancées majeures dans la réalisation du plan de cession

Au cours de l’année 2021, le plan de recentrage d’ENGIE a enregistré des avancées significatives, avec 9,2 milliards d’euros de cessions engagées ou finalisées à date. Compte tenu de la forte dynamique engagée, l’impact total du plan de cession sur la dette financière nette est désormais attendu à au moins 11 milliards d’euros entre 2021 et 2023, contre une indication initiale de 9 à 10 milliards d’euros.

Simplification et recentrage

Le 5 novembre 2021, ENGIE est entré en négociations exclusives avec Bouygues pour la cession de 100% d’EQUANS.

Il s’agit d’une étape majeure dans la mise en œuvre du plan stratégique d’ENGIE, qui contribue à la simplification du Groupe et lui permettra de se concentrer sur l’accélération des investissements dans ses activités cœur. Entité indépendante au sein d’ENGIE depuis le 1^er juillet 2021, EQUANS est un leader mondial des activités de services multi- techniques. L’offre ferme et engageante de Bouygues valorise 100% d’EQUANS à 7,1 milliards d’euros en valeur d’entreprise ⁽¹⁾ et devrait réduire de 6,8 milliards d’euros la dette financière nette du Groupe. Le processus de cession avance selon le calendrier prévu et sa finalisation, toujours attendue au second semestre 2022, est soumise à l’obtention des autorisations des autorités réglementaires et à la levée des conditions suspensives usuelles.

Par ailleurs, le 31 août, ENGIE a reçu une offre ferme et irrévocable du groupe ALTRAD pour ENDEL, filiale à 100%

d’ENGIE et spécialiste de la maintenance industrielle et des services à l’énergie. Il s’agit d’une étape supplémentaire dans la simplification du portefeuille des activités de services.

En mai, ENGIE a finalisé la vente de 10% de GTT. Avec cette cession partielle, GTT est désormais mise en équivalence depuis le mois de juin. Simultanément, ENGIE a émis des obligations échangeables en actions ordinaires existantes de GTT pour un montant nominal total de 290 millions d'euros, obligations ne portant pas intérêt et arrivant à échéance en 2024. En cas d'échange intégral de ces obligations, ENGIE conserverait une participation d'environ 20%, contre 40% avant cette opération.

Enfin, ENGIE a finalisé la vente d’ENGIE EPS en juillet.

Sur le plan du recentrage géographique, le Groupe est sorti, ou a signé des accords de sortie, de 18 pays ⁽²⁾ en 2021. Une fois ces sorties effectives, le Groupe opérera dans 35 pays. ENGIE prévoit de ramener sa présence à moins de 30 pays d’ici 2023.

Rééquilibrage du portefeuille d’Infrastructures

Le 22 décembre 2021, ENGIE et son partenaire SIG ont annoncé la finalisation de la cession de 11,5% du capital de GRTgaz. Cette transaction, réalisée sur la base d’un ratio de valeur d’entreprise ramenée à la BAR de 148%, a réduit la

(1) Y compris la dette IFRS 16.

(2) Y compris les pays dans lesquels EQUANS est présent.

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dette financière nette d’ENGIE de 1,1 milliard d’euros et illustre la vision commune d’ENGIE et de son partenaire sur le rôle à long terme du gaz et également des gaz renouvelables.

Politique d’investissement et d’allocation des ressources disciplinée

En 2021, le total des investissements s’est élevé à 8,0 milliards d’euros, dont 4,3 milliards dédiés aux investissements de croissance.

Ces derniers sont parfaitement en ligne avec le plan stratégique présenté en mai 2021 pour atteindre l’objectif «Net Zéro Carbone» d’ici 2045 : en effet, les investissements de croissance ont été consacrés aux Renouvelables (44%), aux Infrastructures (31%) et à Energy Solutions (17%). De même, une part substantielle (plus de 90 %) ont été investis dans des développements organiques.

Premiers résultats du plan de performance

Le plan de performance lancé a permis à ENGIE d’atteindre son objectif 2021 d’une contribution nette à l’EBIT de 0,1 milliard d’euros. L’excellence opérationnelle et l’optimisation des fonctions support ont contribué à l’atteinte de cet objectif.

Pour rappel, la contribution nette à l’EBIT entre 2021 et 2023 de ce plan de performance devrait s’élever à 0,6 milliard d’euros.

1.5 Point sur les actifs nucléaires en Belgique

Le gouvernement belge a proposé un nouveau projet de loi qui devrait être voté au printemps 2022. Il porte sur la disponibilité des fonds relatifs aux provisions nucléaires et propose un calendrier pour le financement des coûts de démantèlement et de gestion des déchets d’ici 2030. Si ce projet de loi est adopté, cela conduirait à un financement supplémentaire des coûts de démantèlement jusqu’en 2030, représentant environ 0,7 milliard d’euros par an entre 2022 et 2024. Electrabel a déjà reconnu et comptabilisé ses obligations relatives aux coûts de démantèlement et de gestion du combustible usé et sa situation financière solide permettra ces financements complémentaires. Ce projet de loi n’incluant pas de changement dans le montant des provisions ou leur méthode d’évaluation, il n’aurait pas d’impact sur la dette nette économique d’ENGIE.

La prochaine révision triennale des provisions nucléaires relatives au démantèlement des centrales nucléaires et à la gestion des déchets aura lieu au second semestre 2022. Suivant le même processus que lors de la dernière révision en 2019, celle-ci tiendra compte de toute mise à jour requise des taux d’actualisation et des scénarii de référence pour l’estimation de coûts.

1.6 Progrès vers la neutralité carbone et objectifs ESG

Progrès sur la sortie du charbon pour soutenir l’ambition « Net Zéro Carbone »

ENGIE s’est engagé à atteindre l’objectif «Net Zéro Carbone» sur les trois scopes d’ici 2045 en suivant la trajectoire «well below 2°C», avec des jalons intermédiaires. Dans la droite ligne de cet objectif, ENGIE est devenu l’un des membres fondateurs de la «First Movers Coalition», lancée lors de la COP26. En rejoignant cette coalition, ENGIE s’engage à acheter des produits à faible teneur en carbone afin de contribuer au développement de chaînes d’approvisionnement décarbonées.

ENGIE poursuit son objectif de sortie du charbon avec la finalisation en octobre de la cession de Jorge Lacerda au Brésil, complexe qui comprend une centrale à charbon de 0,7 GW. Cette transaction contribue à une transition progressive de l’économie régionale, tout en réduisant les impacts socio-économiques locaux et démontre l’importance d’une transition juste pour le Groupe.

En outre, la dernière centrale à charbon d’ENGIE en Europe, située au Portugal, a été arrêtée en novembre 2021.

ENGIE confirme son engagement de sortir de tous les actifs au charbon en Europe d’ici 2025 et dans le monde d’ici 2027, y compris s’agissant de la production d’énergie à base de charbon pour les réseaux urbains de chaleur et de froid.

A fin 2021, le charbon représentait 2,9 GW au sein du portefeuille total de production centralisée de 100,3 GW d’ENGIE.

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Objectifs clés ESG

En 2021, les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d’énergie ont baissé pour atteindre 67 millions de tonnes.

ENGIE a également augmenté la part des énergies renouvelables dans son portefeuille, celle-ci passant de 31 % à fin 2020 à 34 % à fin 2021 avec la mise en service de 3 GW de capacités Renouvelables.

En termes de diversité de genres, ENGIE comptait 25% de femmes cadres à fin 2021. Le Groupe met en œuvre des plans d’action pour atteindre un meilleur équilibre homme-femme d’ici 2030.

Résolution «Say on Climate»

Dans le cadre du dialogue avec les actionnaires d’ENGIE, le Conseil d’Administration a décidé de les consulter lors de la prochaine Assemblée Générale annuelle sur la stratégie de transition climatique du Groupe.

1.7 Santé et sécurité

En 2021, le Groupe ENGIE et ses sous-traitants ont malheureusement déploré plusieurs accidents graves, dont 16 mortels, notamment sur des chantiers de construction. Une réponse coordonnée à l’échelle du Groupe et un plan d’action complet ont été mis en œuvre par les équipes dirigeantes d’ENGIE afin de réévaluer toutes les normes et procédures de sécurité pour l’ensemble des activités et des géographies du Groupe (sous-traitants compris), dans le but de garantir que seules celles répondant aux standards les plus élevés sont appliquées.

Le Groupe ENGIE est résolument engagé dans la mise en œuvre de ce plan afin que la sécurité de chaque employé, fournisseur ou sous-traitant soit à chaque instant pleinement garantie.

1.8 Présentation des données opérationnelles et financières

1.8.4. Chiffre d’affaires

En 2021, le chiffre d’affaires du Groupe s’est établi à 57,9 milliards d’euros, en hausse de 30,6% en brut et 33,1% en organique.

Chiffre d’affaires contributif, après élimination des opérations intragroupe

En millions d'euros 31 déc. 2021 31 déc. 2020

en %

Renouvelables 3 661 2 971 +23,2% +32,9%

Infrastructures 6 700 6 718 -0,3% +1,8%

Energy Solutions 9 940 8 840 +12,4% +13,0%

Thermique 4 089 3 281 +24,5% +29,0%

Fourniture d'énergie 13 237 10 792 +22,7% +22,5%

Nucléaire 56 39 +44,3% +44,3%

Autres 20 183 11 664 +73,0% +77,9%

TOTAL 57 866 44 306 +30,6% +33,1%

Le chiffre d’affaires des Renouvelables s’est élevé à 3 661 millions d’euros, en hausse de 23,2% en brut et de 32,9% en organique. La croissance brute inclut un effet de change négatif lié à la dépréciation du real brésilien par rapport à l’euro.

En organique, le chiffre d’affaires a bénéficié de prix captés plus élevés pour la production hydroélectrique en France et au Brésil ainsi que des contributions additionnelles des actifs mis en service en Amérique Latine, aux Etats-Unis et en France.

Le chiffre d’affaires des Infrastructures s’est élevé à 6 700 millions d’euros, en baisse de 0,3% en brut et en hausse de 1,8% en organique. La croissance brute est inférieure à la croissance organique à cause des effets de change négatifs en

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Amérique Latine et au Brésil et des cessions en Turquie. En organique, l’augmentation du chiffre d’affaires en France est principalement due à la hausse des volumes de gaz distribués dus à des températures plus froides qu’en 2020. En dehors de France, l’augmentation du chiffre d’affaires provient de la construction des lignes de transport d’électricité Gralha Azul et Novo Estado au Brésil.

Le chiffre d’affaires d’Energy Solutions s’est élevé à 9 940 millions d’euros, en hausse de 12,4% en brut et de 13,0% en organique. La variation brute inclut des effets de change négatifs notamment aux Etats-Unis. En organique, les niveaux d’activité ont augmenté de manière significative en France tant pour les infrastructures énergétiques décentralisées que pour les services d’efficacité énergétiques, illustrant la forte reprise après les impacts de la Covid en 2020. Les activités en Italie et en Amérique du Nord ont également connu une croissance organique positive.

Le chiffre d’affaires de l’activité Thermique a augmenté de 24,6% en brut et de 29,0% en organique. La croissance brute inclut des effets de change négatifs principalement en Amérique Latine et un effet de périmètre négatif lié à la cession de Jorge Lacerda en octobre 2021 au Brésil. La croissance organique s’explique principalement par la forte performance des activités thermiques en Europe grâce à des conditions de marché exceptionnelles permettant de capter des spreads et un niveau de services ancillaires plus élevés, notamment pour les activités de pompage-turbinage au Royaume-Uni et en Belgique. Les activités thermiques au Moyen-Orient ont contribué à la performance avec une augmentation de la production, de même, en Amérique Latine avec l’indexation des tarifs, compensée en partie seulement par des volumes produits plus faibles au Brésil

Le chiffre d’affaires des activités de Fourniture d’énergie s’est élevé à 13 237 millions d’euros, en hausse de 22,7% en brut et de 22,5% en organique. Outre les effets de change positifs, cette hausse est principalement due à la hausse du prix des commodités et à un effet volume positif sur les ventes de gaz, en lien en raison des températures plus froides qu’en 2020 et avec la reprise après les impacts de la Covid en 2020 favorisant la croissance des activités de services.

Le chiffre d’affaires du Nucléaire a été non significatif après élimination des opérations intragroupes, puisque la production a été vendue en interne à d’autres activités du Groupe.

Le chiffre d’affaires des activités Autres s’est élevé à 20 183 millions d’euros. L’augmentation de 73,0% est principalement dû aux prix plus élevés des commodités combinés à une augmentation des volumes pour les Giants et la fourniture d’énergie BtoB.

1.8.5. EBITDA

L’EBITDA s’est élevé à 10,6 milliards d’euros, soit une hausse brute de 18,6% et de 21,9% en organique.

Matrice par activité/géographie

En millions d'euros France

Reste de l'Europe

Amérique Latine

États-Unis &

Canada

Moyen- Orient, Asie

& Afrique Autres 31 déc. 2021

Renouvelables 462 176 1 035 83 11 (67) 1 700

Infrastructures 3 520 119 470 ‐ 18 (7) 4 121

Energy Solutions 593 207 (3) 71 41 (109) 799

Thermique ‐ 743 424 43 448 (30) 1 628

Fourniture d'Énergie 356 60 ‐ ‐ 48 (20) 445

Nucléaire ‐ 1 413 ‐ ‐ ‐ ‐ 1 413

Autres ‐ ‐ 1 10 (2) 449 457

TOTAL EBITDA 4 931 2 717 1 928 208 565 215 10 563

(16)

États-Unis &

Canada

Renouvelables 391 142 924 85 74 (40) 1 576

Infrastructures 3 289 108 449 2 6 (6) 3 848

Energy Solutions 534 186 4 27 48 (62) 738

Thermique ‐ 607 614 40 472 (25) 1 708

Fourniture d'Énergie 256 200 2 ‐ 25 (48) 433

Nucléaire ‐ 415 ‐ ‐ ‐ ‐ 415

Autres ‐ 21 (1) 15 (8) 162 189

TOTAL EBITDA 4 470 1 680 1 992 168 617 (19) 8 908

1.8.6. EBIT

L’EBIT, qui s’est élevé à 6,1 milliards d’euros, a enregistré une hausse brute de 36,8% et de 42,2% en organique.

• taux de change : la détérioration des taux de change se reflète dans l’EBIT avec un impact total négatif de 94 millions d’euros, principalement lié à la dépréciation du real brésilien et du dollar américain.

• variations de périmètre : l’effet périmètre négatif net de 69 millions d’euros est principalement lié à la cession de 10% des actions de GTT (qui a entraîné un changement de méthode de consolidation des 30 % restants) et la vente partielle d’actifs solaires en Inde. Ces effets ont été partiellement compensés par la cession de 29,9 % des parts du Groupe dans SUEZ, dont la contribution était négative en 2020 et par la contribution positive des actifs hydrauliques au Portugal acquis en décembre 2020.

• températures en France : par rapport à la normale, l’effet température s’est élevé à environ 118 millions d’euros, générant une hausse de 338 millions d’euros par rapport à l’année 2020 pour laquelle les températures étaient plus élevées que la moyenne. Cette variation positive bénéficie aux Infrastructures, à la fourniture d’énergie et aux activités Autres ⁽¹⁾en France.

Contribution des activités à l’EBIT 2021

en %

dont effet temp.

(France) vs.

2020

Renouvelables 1 185 1 093 +8,4% +21,7% ‐

Infrastructures 2 314 2 060 +12,3% +13,1% 210

Energy Solutions 366 305 +19,8% -0,4% ‐

Thermique 1 183 1 259 -6,0% -3,9% ‐

Supply 174 184 -5,5% -6,4% 101

Nucléaire 970 (111) ‐ ‐ ‐

Autres (46) (297) +84,4% +86,7% 26

TOTAL 6 145 4 493 +36,8% +42,2% 338

EQUANS ⁽¹⁾ 368 85

EBIT y compris EQUANS 6 513 4 578 +42,3% +46,8% 338

(1) EQUANS comptabilisé selon IFRS 5 - Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées.

(1) Premiers effets dans les activités «Autres» liés au transfert de Entreprises & Collectivités de «Fourniture d’énergie» vers «Autres».

(17)

Matrice par activité/géographie

États-Unis &

Canada

Renouvelables 273 120 866 (13) 7 (68) 1 185

Infrastructures 1 825 74 403 ‐ 18 (7) 2 314

Energy Solutions 309 124 (5) 63 27 (152) 366

Thermique ‐ 564 189 41 421 (33) 1 183

Fourniture d'Énergie 202 (29) ‐ ‐ 25 (23) 174

Nucléaire ‐ 970 ‐ ‐ ‐ ‐ 970

Autres ‐ ‐ ‐ (1) (2) (43) (46)

TOTAL EBIT 2 609 1 823 1 453 91 495 (325) 6 145

États-Unis &

Canada

Renouvelables 152 89 775 54 62 (40) 1 093

Infrastructures 1 608 66 386 2 4 (6) 2 060

Energy Solutions 256 106 1 17 35 (109) 305

Thermique ‐ 437 367 37 443 (25) 1 259

Fourniture d'Énergie 111 118 2 ‐ 6 (52) 184

Nucléaire ‐ (111) ‐ ‐ ‐ ‐ (111)

Autres ‐ 20 (1) ‐ (8) (308) (297)

TOTAL EBIT 2 127 724 1 530 110 542 (540) 4 493

1.8.6.1. Renouvelables : effet positif des prix et contribution des actifs nouvellement mis en service

en %

EBIT 1 185 1 093 +8,4% +21,7%

CAPEX totaux 2 007 1 631 +23,0% ‐

CNR – prix captés (€/MWh) 56,4 43,9 +28,5% ‐

Marges DBSO⁽¹⁾ (contribution EBIT) 31 98 -68,1% ‐

Indicateurs de performance opérationnelle

Mises en service (GW à 100 %) 3,0 3,0 ‐

Volumes hydro - France (TWh à 100 %) 15,1 15,3 -0,5% ‐

(1) Develop, Build, Share and Operate

3 GW de capacité Renouvelables ont été mises en service en 2021 dans les géographies clés du Groupe, dont 1,8 GW d’actifs éoliens et 1,1 GW d’actifs solaires. Ces nouvelles mises en service d’actifs portent la capacité installée totale (à 100%) à 34,2 GW au 31 décembre 2021.

En novembre 2021, ENGIE, et son partenaire Crédit Agricole Assurances, ont signé un accord pour l’acquisition d’Eolia, l’un des plus grands producteurs d’énergie renouvelable en Espagne. Avec 0,9 GW d’actifs en opération et un portefeuille de 1,2 GW de projets renouvelables, cette acquisition permettra à ENGIE de renforcer sa présence dans la péninsule ibérique.

ENGIE apportera notamment sa valeur ajoutée industrielle en prenant en main la gestion du pipeline de projets et en fournissant une gamme complète de services (exploitation et maintenance, gestion des actifs, gestion de l’énergie et services associés) aux actifs en opération. Une fois finalisée, cette transaction aura un impact sur la dette nette du Groupe de 0,4 milliard d’euros pour une valeur d’entreprise d’environ 2 milliards d’euros.

Outre Eolia, ENGIE a encore renforcé son pipeline avec les acquisitions d’Assul Sol au Brésil.

Plus récemment, en janvier 2022, Ocean Winds, la joint-venture d’ENGIE avec EDPR dans l’éolien en mer, a obtenu les droits de développement de nouvelle capacité éolienne en mer en Écosse pour environ 1 GW. De même, en Corée du Sud, au sein d’une coentreprise avec Aker Offshore Wind (33,3%), Ocean Winds a obtenu les droits de développement

(18)

exclusifs de 870 MW de capacité éolienne en mer flottante en Corée du Sud. L’attribution de droits supplémentaires de 450 MW est également attendue prochainement.

Le Groupe poursuit son développement et accompagne ses clients dans leurs efforts de décarbonation de leurs activités, comme en témoigne la signature d’un montant total de 2,1 GW de contrats long-terme de vente d’électricité renouvelable aux entreprises («cPPAs»), confirmant sa position de leader en tant que fournisseur de cPPAs renouvelables dans le monde.

Les Renouvelables ont enregistré une augmentation organique de l’EBIT de 21,7%, principalement grâce à des prix captés plus élevés (+335 millions d’euros) pour la production hydroélectrique en France et au Brésil et à des compensations liées à la décision «GFOM» plus élevées (+87 millions d’euros par rapport à l’année dernière). Les capacités mises en service, principalement aux Etats-Unis et au Brésil, ont également contribué à cette augmentation (+102 millions d’euros). Cette performance positive a été partiellement réduite par l’impact de l’épisode de froid extrême survenu au Texas en février 2021 (environ - 90 millions d’euros), des marges DBSO en baisse et des volumes hydro moins importants au Brésil et en France.

1.8.6.2. Infrastructures : températures plus froides en Europe et contribution des Infrastructures à l’international en hausse

en %

EBITDA 4 121 3 848 +7,1% +7,6%

EBIT 2 314 2 060 +12,3% +13,1%

CAPEX totaux 2 525 2 591 -2,6% ‐

Effet température – France (EBIT en m€) 75 (135) 210 ‐

Compteurs communicants - France (m) 9,2 6,9 2,2 ‐

Les Infrastructures gazières en France ont maintenu un niveau élevé de fiabilité et ont réalisé une performance solide tant en matière d’efficacité opérationnelle que dans le développement des gaz renouvelables, appelés à jouer un rôle de plus en plus important à long-terme. 2,2 millions de compteurs communicants ont été installés en 2021, soit près de 9,2 millions déployés au total. De même, 147 nouveaux sites de production de biométhane ont été raccordés aux réseaux d’ENGIE en France, ce qui porte à 351 le nombre total de sites raccordés. Au total, ces unités peuvent contribuer à une production annuelle allant jusqu’à 6,1 TWh.

Au Brésil, sur les deux lignes de transport d’électricité construites par ENGIE, l’exploitation commerciale de Gralha Azul a démarré et les premiers essais de mise sous tension ont été réalisés sur Novo Estado. L’activité de transport de gaz TAG a également contribué à la performance des Infrastructures à l’international. Les résultats de TAG sont d’ailleurs supérieurs à ceux attendus au moment de l’acquisition.

Les Infrastructures ont enregistré une augmentation organique de l’EBIT de 13,1%.

L’EBIT des Infrastructures en France a augmenté de 216 millions d’euros grâce à des températures plus froides et à la reprise post-Covid. Cette hausse a cependant été partiellement réduite par des volumes transportés souscrits en baisse et par l’effet négatif attendu sur les revenus consécutifs aux révisions régulatoires. L’EBIT hors de France a quant à lui augmenté de 51 millions d’euros grâce à une contribution organique en hausse de TAG, ainsi qu’à des températures plus froides dans le reste de l’Europe.

(19)

1.8.6.3. Energy Solutions : bon développement commercial et amélioration de la performance compensés par les coûts de développement en hausse d’EVBox

en %

Chiffre d’affaires 9 940 8 840 +12,4% +13,0%

EBIT 366 305 +19,8% -0,4%

CAPEX totaux 901 767 +17,5%

Cap. Installées infra. Décentralisées (GW) 23 22,6 ⁽¹⁾ +1,8% -

Marge d'EBIT (hors EVBox) +5,2% +4,1% +110 bps -

Backlog - Concessions en France (milliards d'euros) 16,8 13,3 +3,5% -

(1) Données retraitées pour ne pas tenir compte des pays dont ENGIE est sorti ou a arrêté les développements à la suite à la rationalisation géographique présentée en mai 2021

La capacité nette installée des infrastructures énergétiques décentralisées a augmenté de 0,4 GW en 2021 (en tenant compte de 0,8 GW de capacité vendus au Qatar) et 1,5 GW sont actuellement en construction.

Le 6 décembre 2021, ENGIE, aux côtés de son partenaire RATP, a été sélectionné par la Ville de Paris pour gérer son réseau de froid à partir d’avril 2022. Le renouvellement de cette concession pour 20 ans couvre la production, le stockage, le transport et la distribution d’énergie frigorifique de la ville, et générera un chiffre d’affaires prévisionnel de 2,4 milliards d’euros pour toute la durée du contrat. ENGIE sera également en charge de l’extension du réseau de 158 km d’ici 2042, afin de desservir tous les arrondissements de Paris et de s’ouvrir à de nouveaux clients tels que les hôpitaux, les crèches, les écoles et les maisons de retraite.

Energy Solutions a enregistré une variation organique négative de son EBIT de 0,4%. L’EBIT des infrastructures énergétiques décentralisées a augmenté de 14 millions d’euros pour atteindre 385 millions d’euros, principalement grâce à une bonne performance opérationnelle notamment en Amérique du Nord et en France ainsi qu’à des températures plus froides pour les réseaux de chauffage urbain en France. L’EBIT des services d’efficacité énergétique a augmenté de 74 millions d’euros pour atteindre 126 millions d’euros, grâce à la reprise progressive post-Covid permettant une amélioration de la performance opérationnelle. Ces variations positives ont été entièrement compensées par des coûts liés au développement d’EVBox plus élevés (contribution en baisse de 90 millions d’euros pour atteindre (145) millions d’euros en 2021).

En décembre 2021, TPG, EV Box et ENGIE ont mutuellement décidé de mettre fin à l’accord de fusion signé en décembre 2020, les parties n’étant pas parvenues à s’entendre sur un nouvel accord avant la date d’expiration du 31 décembre 2021.

Cette décision a été motivée par un certain nombre de facteurs, notamment les graves répercussions de la pénurie mondiale de composants sur l’activité d’EVBox, qui ont eu un impact sur les ventes mais également sur les marges en raison de la hausse des coûts. ENGIE met en œuvre des actions pour limiter les impacts de la pénurie et remédier à la sous-performance actuelle. ENGIE estime que l’avenir d’EVBox en tant que leader sur le marché des fournisseurs de solutions de recharge est très prometteur et reste engagé pour soutenir EVBox dans sa croissance.

1.8.6.4. Thermique : effets négatifs au Chili, hausse des spreads et services ancillaires, captés par les actifs pilotables flexibles en Europe

en %

EBITDA 1 628 1 708 -4,7% -2,4%

EBIT 1 183 1 259 -6,0% -3,9%

CSS moyen capté - Europe (€/MWh) 19,0 12,0 +62,9% ‐

Capacité installée (GW) 59,9 63,6 (3,7) ‐

Les activités Thermiques ont atteint un haut niveau de fiabilité avec un taux d’indisponibilités internes non planifiées inférieur à 5%. Ces activités offrent une flexibilité importante dans un contexte d’intermittence des énergies renouvelables et contribuent à la sécurité d’approvisionnement future.

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Le 31 octobre 2021, les deux projets d’ENGIE de turbines à gaz à cycle combiné (CCGT) à Vilvorde et sur le site des Awirs, d’une capacité de 875 MW chacun, ont été sélectionnés pour un contrat de 15 ans dans le cadre des premières enchères du Mécanisme de Rémunération de la Capacité (CRM) en Belgique. Ces projets représentent un investissement d’environ 0,5 milliard d’euros chacun. Sous réserve de la finalisation du processus d’obtention des autorisations, le Groupe lancera les travaux sur le site des Awirs afin que le projet soit finalisé le 1^er novembre 2025 au plus tard. Pour la centrale de Vilvorde, le Groupe a introduit une nouvelle demande de permis environnemental en janvier 2022 à la suite d’un rejet par la Région Flamande en octobre 2021. Ces centrales s’inscrivent dans la transition vers une production d’électricité décarbonée car elles seront capables de valoriser des gaz verts, et tendront à long terme vers la neutralité carbone.

Les activités Thermiques continuent de réduire leurs émissions de CO2. Dans cette optique, ENGIE a finalisé la cession de Jorge Lacerda au Brésil en octobre 2021 et a arrêté en novembre l’exploitation de sa dernière centrale à charbon en Europe située au Portugal, réduisant ainsi la capacité à 100% d’actifs au charbon à moins de 3 GW (à 100%).

Les activités Thermiques ont enregistré une baisse organique de l’EBIT de 3,9%. 2021 a néanmoins été une bonne année, qui a succédé à une très bonne année 2020.

L’EBIT contracté a diminué de 200 millions d’euros pour s’établir à 656 millions d’euros, principalement en raison de l’impact combiné de la hausse des prix spot d’approvisionnement due à une faible production hydroélectrique, de la moindre disponibilité des centrales thermiques et de la hausse des prix des combustibles au Chili. L’EBIT Merchant a augmenté de 151 millions d’euros pour atteindre 527 millions d’euros, bénéficiant en Europe de la hausse des services ancillaires et des spreads captés par les centrales à gaz pilotables et les actifs de pompage-turbinage.

1.8.6.5. Fourniture d’énergie : marges en baisse et retournement des éléments exceptionnels positifs de 2020, partiellement compensées par des volumes plus élevés.

en %

EBITDA 445 433 +2,6% +2,0%

EBIT 174 184 -5,5% -6,4%

Effet température – France (EBIT en m€) 34 (67) 86 ‐

En France, 2,6 millions de clients particuliers bénéficient des offres de gaz aux tarifs réglementés d’ENGIE. Pour limiter l’impact de la hausse des prix des commodités pour les ménages français, le gouvernement français a décidé de mettre en place un gel des tarifs réglementés à partir du 1^er novembre 2021. En octobre, ce dernier a proposé un amendement à la loi de finances 2022 en vue de compenser ENGIE et d’autres fournisseurs pour les pertes de revenus dues à cette mesure. Cet amendement a ensuite été adopté par le Sénat et par l’Assemblée nationale, permettant ainsi à ENGIE de comptabiliser des créances et ainsi de neutraliser l’impact de ce gel des tarifs dans le compte de résultat.

L’EBIT de la fourniture d’énergie s’est élevé à 174 millions d’euros, en baisse de 6,4% sur une base organique.

Cette baisse de l’EBIT est principalement due à un effet prix négatif (-112 millions d’euros par rapport à l’année dernière), notamment imputable aux marges plus faibles pour la fourniture d’électricité en Belgique et pour la fourniture du gaz en Roumanie, compensé, en partie seulement, par des marges plus élevées et une meilleure couverture en Australie. D’autres effets (-34 millions d’euros), tels que le retournement de one-offs positifs en 2020, ont également pesé sur la performance annuelle.

L’effet volumes a été positif (+143 millions d’euros) en raison des températures plus froides et de la reprise progressive consécutive à l’amélioration de la situation sanitaire liée à la Covid.